東エリアの周波数シミュレーション16ケースでは、PV発電量の多寡と周波数低下量の関係は一定しなかった。一方、GF(ガバナフリー)確保量が多いほど低下量は小さく、GFの内訳では初期応動の速い火力の割合が高いケースほど低下を抑える傾向が示された。GF量や機種構成の影響がPVの影響を上回った可能性がある。ただし、限られた需要断面を使ったシミュレーションであり、別の条件では異なる傾向となり得る。
この結果を踏まえ、再算出する場合は、PV量だけでなく想定される発電機構成とGF確保量・内訳を反映した複数条件での検証が重要とされた。系統特性定数の再算出方法や要否は、北海道・中西エリアのシミュレーション環境整備や周波数制御体系の変化も踏まえ、引き続き検討する方針である。
一次調整力必要量の見直しにより、異常時対応分は全9エリア合計で約2,193MWから約1,200MWへ、約45%低下する試算となった。北海道では必要量が約40%減る条件で周波数シミュレーションを行い、単機最大電源脱落時の周波数ボトムが48.71Hzとなり、低下限度48.8Hzを下回った。一次調整力が事故直後に全量発動しないことに加え、緊急時AFCの動作遅延と設備損失が要因とされた。
このため、単機最大電源脱落時のB1マージン算定に、緊急時AFCの遅延・ロス分として5%を織り込む見直し案を検証した。一次調整力低減後もマージンを約40MW拡大する条件では、周波数ボトムが48.80Hzとなり、低下限度内に収まる結果であった。資料はこの算定式への見直しを提案している。北本連系設備脱落時は、一次調整力低減後も低下限度を下回らなかったため、C1マージンは変更しない整理である。
中国九州間連系線(中国向き)は、現行では常時周波数変動や発電機不要解列量を織り込んでいない。試算では、EPPS見込み量の増加や59.1Hz UFRによる負荷制限量の織り込みを組み合わせると、5月平日昼間の運用容量は1,952~2,332MWとなり、現状の2,076MWを維持し得る水準であった。
ただし、PV逆潮流時にはUFRで確保できる負荷制限量が減る可能性があり、想定外故障に備えて負荷制限量を残す必要もある。59.1Hz UFR量の織り込み可能量は各エリアの実態調査を要するため、今回は他の地域間連系線と同程度の信頼度を確認するにとどめ、精緻な運用容量の見直しは継続検討とされた。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「系統特性定数に関する詳細検討について(その3)」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/unyouyouryou_sagyoukai/)をもとに当社作成
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